JP4851538B2 - Petroleum-based hydrocarbon converter with integrated combustion device including carbon dioxide trap - Google Patents
Petroleum-based hydrocarbon converter with integrated combustion device including carbon dioxide trap Download PDFInfo
- Publication number
- JP4851538B2 JP4851538B2 JP2008548018A JP2008548018A JP4851538B2 JP 4851538 B2 JP4851538 B2 JP 4851538B2 JP 2008548018 A JP2008548018 A JP 2008548018A JP 2008548018 A JP2008548018 A JP 2008548018A JP 4851538 B2 JP4851538 B2 JP 4851538B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- catalyst particles
- particles
- reactor
- metal oxide
- cyclone
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/005—Fluidised bed combustion apparatus comprising two or more beds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/90—Regeneration or reactivation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
- C10G11/182—Regeneration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/01—Fluidised bed combustion apparatus in a fluidised bed of catalytic particles
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/02—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed
- F23C10/04—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone
- F23C10/08—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases
- F23C10/10—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases the separation apparatus being located outside the combustion chamber
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
- C10G2300/708—Coking aspect, coke content and composition of deposits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
- C10G2300/807—Steam
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C2900/00—Special features of, or arrangements for combustion apparatus using fluid fuels or solid fuels suspended in air; Combustion processes therefor
- F23C2900/99008—Unmixed combustion, i.e. without direct mixing of oxygen gas and fuel, but using the oxygen from a metal oxide, e.g. FeO
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/40—Ethylene production
Description
本発明は、二酸化炭素トラップを備えた一体化燃焼装置と結合された石油系炭化水素コンバーターに関する。 The present invention relates to a petroleum hydrocarbon converter combined with an integrated combustion device equipped with a carbon dioxide trap.
このような石油系炭化水素コンバーターは、流動相の触媒粒子が存在する炭化水素の接触クラッキング容器を含んでなり、分別石油カットが、粒子及びこれら分別石油カットの遠心分離によって回収される。この装置では、第1のクラッキング容器は、一般に、クッラキング容器においてコークスが付着した触媒粒子の再生器と結合されている。この再生器では、コークスを燃焼することによって触媒粒子が再生され、クラッキング容器に再循環される。 Such petroleum hydrocarbon converters comprise a hydrocarbon catalytic cracking vessel in which fluid phase catalyst particles are present, and fractionated oil cuts are recovered by centrifugation of the particles and these fractionated oil cuts. In this apparatus, the first cracking vessel is generally coupled to a regenerator of catalyst particles with coke deposited in the cracking vessel. In this regenerator, the catalyst particles are regenerated by burning the coke and recycled to the cracking vessel.
これらのタイプの装置は、仏国特許第2,625,509号、仏国特許第2,753,453号及び仏国特許第2,811,327号に開示されている。 These types of devices are disclosed in French Patent No. 2,625,509, French Patent No. 2,753,453 and French Patent No. 2,811,327.
再生器では、一般に、再生器の基底部で注入された空気によってコークスの燃焼が行われ、空気中の酸素とコークスを構成する炭素との反応の結果として生じた二酸化炭素を含有する燃焼ガスが、再生器の頂部で排出される。 Generally, in a regenerator, coke is burned by air injected at the base of the regenerator, and a combustion gas containing carbon dioxide generated as a result of a reaction between oxygen in the air and carbon constituting the coke is generated. And discharged at the top of the regenerator.
二酸化炭素は温室効果ガスであり、ほぼ完全な又は部分的なガスの捕捉によって、その放出は低減されなければならない。 Carbon dioxide is a greenhouse gas and its emission must be reduced by almost complete or partial gas capture.
二酸化炭素は、反応器において、二酸化炭素を選択的に溶解する溶媒、例えば、モノエタノールアミンでの洗浄によって捕捉される。ついで、他の反応器において、水蒸気の注入によって、加熱下で、二酸化炭素を抽出して溶媒を再生し、ついで、再生した溶媒をスクラッバーユニットに戻す。しかし、この溶液は窒素にて処理されなければならず、窒素の一部は、触媒再生器の頂部から排出されることになり、これは、二酸化炭素の捕捉が、存在する窒素の量に比例することを意味する。さらに、熱再生のため、多量の水蒸気を必要とするとの不都合を伴う。従って、この解決策は多量のエネルギーを消費する。 Carbon dioxide is captured in the reactor by washing with a solvent that selectively dissolves carbon dioxide, such as monoethanolamine. Then, in another reactor, carbon dioxide is extracted under heating by steam injection to regenerate the solvent, and then the regenerated solvent is returned to the scrubber unit. However, this solution must be treated with nitrogen, and a portion of the nitrogen will be exhausted from the top of the catalyst regenerator, which means that carbon dioxide capture is proportional to the amount of nitrogen present. It means to do. Furthermore, there is a disadvantage that a large amount of water vapor is required for heat regeneration. This solution therefore consumes a large amount of energy.
その結果、窒素を再循環二酸化炭素によって交換すること、及びO2/CO2酸化剤にて燃焼することが行われている。しかし、酸素は、極低温系(多量のエネルギーを消費する)と共に、空気分離ユニットを使用することによって、空気から生成される。 As a result, nitrogen is replaced by recycled carbon dioxide and burned with O 2 / CO 2 oxidant. However, oxygen is generated from air by using an air separation unit with a cryogenic system (consuming a large amount of energy).
他の公知の方法は、酸素運搬サポートとして金属酸化物を使用して二酸化炭素回収と一体的に、ガスの燃焼を行うものである。この酸化物は2つの反応器の間を循環し、空気との混合によって循環する流動床反応器において酸化され、一方では、ガス燃料との混合によって還元される。この方法は、酸化物が酸素サポートを形成するため、空気分離ユニットを必要としないとの利点を有する。 Another known method is to burn the gas in an integrated manner with carbon dioxide recovery using a metal oxide as an oxygen carrying support. This oxide circulates between the two reactors and is oxidized in a fluidized bed reactor which is circulated by mixing with air, while being reduced by mixing with gaseous fuel. This method has the advantage that no air separation unit is required because the oxide forms an oxygen support.
これらの二酸化炭素の捕捉法は、設備コストが2倍に増えるとの不都合があり、大きな面積を必要とする。 These carbon dioxide capture methods have the disadvantage that the equipment cost is doubled and require a large area.
従って、仏国特許第2,850,156号に開示されているように、炭素質固体燃焼装置に、酸化物を還元するための反応器、第1サイクロン、煙道ガスの熱を回収するための交換器、酸化物を酸化するための反応器、第2サイクロン、循環する酸化物の温度を制御するための交換器を組み合わせ、一方の反応器において還元された酸化物を他方の反応器に循環して、その反応器において酸化することが検討されている。この従来技術によれば、固体可燃物は、酸化物の還元反応器に導入される前に粉砕される。酸化物は、初めに、燃料(酸化物によって放出された酸素と反応する)と接触されて還元され、ついで、空気(酸化物を再生する)と接触されて酸化される。固体燃料粒子のサイズを小さくすることによって、より完全な及び迅速な燃焼及びほぼ100%のフライアッシュ生成が可能となる。 Therefore, as disclosed in French Patent No. 2,850,156, a carbonaceous solid combustion device includes a reactor for reducing oxides, a first cyclone, an exchanger for recovering heat of flue gas, Combining a reactor for oxidizing the oxide, a second cyclone, an exchanger for controlling the temperature of the circulating oxide, and circulating the reduced oxide in one reactor to the other reactor, It has been considered to oxidize in the reactor. According to this prior art, the solid combustibles are crushed before being introduced into the oxide reduction reactor. The oxide is first contacted with fuel (which reacts with the oxygen released by the oxide) and reduced, and then contacted with air (which regenerates the oxide) and oxidized. By reducing the size of the solid fuel particles, more complete and rapid combustion and almost 100% fly ash production are possible.
一体化された二酸化炭素トラップを備え、大気圧下で操作される、このタイプの炭素質固体物質の燃焼装置は、事前の空気分離を必要としない。このシステムの簡素かつ小型性のため、二酸化炭素を捕捉するためのコストを低減できると共に、電力を生成するための水蒸気を生成できる。 This type of carbonaceous solid material combustor with an integrated carbon dioxide trap and operated at atmospheric pressure does not require prior air separation. Because of the simplicity and small size of this system, the cost for capturing carbon dioxide can be reduced, and water vapor for generating electric power can be generated.
本発明は、上述のような炭化水素変換システムにおいて放出される二酸化炭素を捕捉する、このタイプの一体化システムを提案するものである。本発明を使用することによって、二酸化炭素が捕捉されると共に、エネルギーの生産を目的とする水蒸気の生成及びサイズ及びコストの最適化が提供される。 The present invention proposes an integrated system of this type that captures carbon dioxide released in a hydrocarbon conversion system as described above. By using the present invention, carbon dioxide is captured and steam generation and size and cost optimization for energy production are provided.
このため、本発明は、流動相の触媒粒子が存在する接触クラッキング容器及び付着したコークスを燃焼することによって前記触媒粒子を再生するための再生器を含んでなり、前記触媒粒子は前記クラッキング容器と前記再生器との間を循環し、前記再生器は、二酸化炭素トラップを有する水蒸気発生用の燃焼装置と一体化された反応器である、石油系炭化水素変換装置であって、前記再生器は、コークスが付着した前記触媒粒を含む固体燃料が供給され、固体を分離するためのサイクロン及び交換器を備えた、酸素サポート用還元反応器であり、この酸素サポート用還元反応器は、前記酸素サポート用の酸化反応器と結合され、固体を分離するためのサイクロン及び交換器を備えていること、及び前記酸素サポートは、前記触媒粒子とは異なる平均直径の金属酸化物粒子でなることを特徴とする石油系炭化水素変換装置を提供する。 For this reason, the present invention comprises a contact cracking vessel in which fluid phase catalyst particles are present and a regenerator for regenerating the catalyst particles by burning adhering coke, the catalyst particles being separated from the cracking vessel. Circulating between the regenerator, the regenerator is a reactor integrated with a combustion apparatus for steam generation having a carbon dioxide trap, wherein the regenerator comprises: A reduction reactor for oxygen support, which is supplied with a solid fuel containing the catalyst particles to which coke is attached and has a cyclone and an exchanger for separating the solid, and the reduction reactor for oxygen support includes the oxygen support Combined with a support oxidation reactor, comprising a cyclone and an exchanger for separating solids, and the oxygen support is different from the catalyst particles. Providing petroleum hydrocarbon conversion apparatus characterized by comprising a metal oxide particle having an average diameter.
本発明により、触媒粒子の循環ループ、石油系炭化水素の変換、及び酸素サポートの循環ループ、エネルギー生産用の燃焼及び二酸化炭素の捕捉の一体化が達成される。 The present invention achieves an integrated catalyst particle circulation loop, petroleum hydrocarbon conversion, and oxygen support circulation loop, combustion for energy production and carbon dioxide capture.
接触クラッキング材料を吟味して選択することによって、前記酸素サポートは前記触媒粒子にて構成される。 By examining and selecting a contact cracking material, the oxygen support is composed of the catalyst particles.
一般に、前記酸素サポートは、前記触媒粒子とは異なる平均直径の金属酸化物粒子から形成される。 In general, the oxygen support is formed from metal oxide particles having an average diameter different from that of the catalyst particles.
好適は方法によれば、前記還元反応器は、水蒸気及び/又は再循環二酸化炭素及び/又は二酸化イオウによって流動化された循環流動床である。 Preferably, according to the method, the reduction reactor is a circulating fluidized bed fluidized by steam and / or recycled carbon dioxide and / or sulfur dioxide.
有利には、装置は、還元反応器のサイクロン出口において、金属酸化物粒子を分離し、金属酸化物粒子を還元反応器に送り、触媒粒子をクラッキング容器に送るサイホンを包含する。 Advantageously, the apparatus includes a siphon that separates the metal oxide particles at the cyclone outlet of the reduction reactor, sends the metal oxide particles to the reduction reactor, and sends the catalyst particles to the cracking vessel.
前記還元反応器のサイクロン出口と、前記クラッキング容器との間に、粒度分布ソーターを設置して、金属酸化物粒子を還元反応器に再注入すると共に、触媒粒子をクラッキング容器に再注入することができる。 A particle size distribution sorter is installed between the cyclone outlet of the reduction reactor and the cracking vessel to reinject the metal oxide particles into the reduction reactor and reinject the catalyst particles into the cracking vessel. it can.
この場合、前記粒度分布ソーターは、好ましくは、分離サイクロンを備えた循環流動床を有する。 In this case, the particle size distribution sorter preferably has a circulating fluidized bed with a separation cyclone.
好ましくは、前記触媒粒子は、所定の高さの上昇管(負荷損が、前記クラッキング容器と前記粒度分布ソーターとの間の圧力差を補償する)によって、クラッキング容器に再導入される。これは、触媒粒子の循環ループと金属酸化物粒子の循環ループとの間の圧力差を均衡化する。 Preferably, the catalyst particles are reintroduced into the cracking vessel by a riser of a predetermined height (load loss compensates for the pressure difference between the cracking vessel and the particle size distribution sorter). This balances the pressure difference between the circulation loop of the catalyst particles and the circulation loop of the metal oxide particles.
金属酸化物粒子と触媒粒子との間の平均直径の比は、有利には、2:1以上である。 The average diameter ratio between the metal oxide particles and the catalyst particles is advantageously 2: 1 or more.
前記金属酸化物としては、酸化鉄が含まれる。 The metal oxide includes iron oxide.
前記触媒粒子は、酸化ニッケルによって構成される。 The catalyst particles are composed of nickel oxide.
水蒸気又は電力の要求を満足するため、充分なパワーを提供するように、前記固体燃料が、ピッチ、ビチューメン又はアスファルトのような石油残渣を含むことも可能である。 It is also possible for the solid fuel to contain petroleum residues such as pitch, bitumen or asphalt so as to provide sufficient power to meet water vapor or power requirements.
図面を参照して、以下に、本発明を詳述するが、図面は、単に、発明を実施するための好適な方法を説明するものである。 The present invention is described in detail below with reference to the drawings, which merely illustrate preferred methods for carrying out the invention.
図に示す装置は、ダクトA1によって供給される触媒粒子が流動相として存在する接触クラッキング容器1及び付着したコークスを燃焼することによる触媒粒子再生器2を含み、
触媒粒子はクラッキング容器1と前記再生器2との間を循環する。触媒粒子は、クラッキング容器から再生器に向かって、供給ダクト1Aによって排出され、再注入ダクト2Aによって、再生器からクラッキング容器に再注入される。クラッキング容器の出口から、出口ダクト1Bによって、いくつかの分別石油カットが得られる。このようなクラッキング容器において、温度は約650℃であり、圧力は約2バールである。
The apparatus shown in the figure comprises a
The catalyst particles circulate between the
本発明によれば、再生器2は、二酸化炭素トラップを有する水蒸気発生用の燃焼装置と一体化された反応器である。
According to the present invention, the
この再生器2は、供給ダクト1Aによって、コークスが付着した触媒粒子を含む固体燃料中で供給される酸素サポート(好ましくは、触媒粒子とは異なる平均直径の金属酸化物から形成される)用の還元反応器であり、この還元反応器は、固体のための分離サイクロンC2及び交換器E2を具備している。ダクトA2によって供給される固体燃料は、石油残渣を含むこともできる。
This
この還元反応器は、供給ダクト2B及び空気ボックス2C(還元反応器2の下部に流動化用水蒸気を導入する)による水蒸気によって流動化される循環流動床のための熱源である。この水蒸気は、空気ボックス2Cにおいて、ダクト2Dによって再循環される二酸化炭素又は二酸化イオウと混合され、これを浄化する。このような燃焼反応器において、温度は約900℃であり、圧力は大気圧である。 This reduction reactor is a heat source for a circulating fluidized bed fluidized by water vapor by a supply duct 2B and an air box 2C (introducing fluidization water vapor into the lower part of the reduction reactor 2). This water vapor is mixed in the air box 2C with carbon dioxide or sulfur dioxide which is recycled by the duct 2D to purify it. In such a combustion reactor, the temperature is about 900 ° C. and the pressure is atmospheric pressure.
一般に、還元反応器2は、水蒸気及び/又は再循環二酸化炭素及び/又は二酸化イオウによって流動化される循環流動床である。
In general, the
還元反応器2の頂部には、サイクロンC2が設置されており、ここで、固体粒子が、フライアッシュ及び二酸化炭素、二酸化イオウ及び水蒸気を含有する燃焼ガスから分離される。
At the top of the
フライアッシュ及び燃焼ガスを、熱交換器E2及び電力生産用の水蒸気発生器に送る。バッグフィルターF2において、フライアッシュを燃焼ガスから分離する。ついで、燃焼ガスを、ファンV2を経由して、冷却及び凝縮回路R2に送給する。この回路は、水及び残留するH2SO4を二酸化炭素から抽出し、ついで、二酸化炭素の一部を、ダクト2Dによって、反応器2に再導入する。粒度分布セパレーターS2によって、フライアッシュを金属酸化物粒子から分離し(これをサイロに貯蔵する)、一方、金属酸化物粒子をサイロ4に送給する。
Fly ash and combustion gases are sent to heat exchanger E2 and a steam generator for power production. In the bag filter F2, the fly ash is separated from the combustion gas. Next, the combustion gas is sent to the cooling and condensing circuit R2 via the fan V2. This circuit extracts water and residual H 2 SO 4 from carbon dioxide and then reintroduces a portion of the carbon dioxide into the
サイクロンC2からの固体粒子(金属酸化物粒子、再循環触媒粒子及び炭素残渣を含有する)は、一部は、サイホン5を通り、ここから、一部は、金属酸化物粒子及び触媒粒子を分離することを目的として、粒度分布セパレーター6に送給され、さらに浄化される。サイクロンからの第2の部分は、炭素残渣の除去装置7に向かって排出される。 Solid particles from Cyclone C2 (containing metal oxide particles, recycle catalyst particles and carbon residues) partly pass through siphon 5, from which part separates metal oxide particles and catalyst particles For this purpose, it is fed to the particle size distribution separator 6 and further purified. The second part from the cyclone is discharged towards the carbon residue removal device 7.
この除去装置7は、水蒸気ダクト8(還元反応器2の供給ダクト2Bにも水蒸気を供給する)からの水蒸気によって流動化される。この流動化によって、炭素残渣のような細かくかつ軽質の粒子を、金属酸化物粒子から分離して、ダクト7Aを経由して還元反応器2に再導入し、一方、より緻密かつ大きい金属酸化物粒子を、ダクト7Bによって、第2の反応器(酸化反応器である)3に移動させる。このような除去装置7の例は、仏国特許第2,850,156号に開示されている。
This removing device 7 is fluidized by water vapor from the water vapor duct 8 (which also supplies water vapor to the supply duct 2B of the reduction reactor 2). By this fluidization, fine and light particles such as carbon residues are separated from the metal oxide particles and reintroduced into the
酸化反応器3は、ガスのような燃料が供給される起動装置D3、酸化物サイロ4から金属酸化物粒子を導入するためのシステム及び供給ダクト9による流動化及び酸化システムを具備している。この起動装置D3は、反応器及び固体循環ループを、700℃以上の温度に再加熱し、反応を開始させる。
The
酸素サポート(触媒粒子とは異なる平均直径の金属酸化物を含んでなる)用の酸化反応器3は、固体分離サイクロンC3及び交換器E3を具備する。
The
金属酸化物でなる床は、入口ダクト9から空気ボックス3Cを通って入る空気によって流動化されて、酸化反応器3内を流動する。このような酸化反応器において、温度は約1000℃であり、圧力は大気圧である。
The bed made of metal oxide is fluidized by the air entering from the inlet duct 9 through the
金属酸化物粒子及び排出空気は、当該反応器3での酸化の後、固体分離サイクロンC3に入り、ここで、金属酸化物粒子が、本質的に窒素、酸素及びフライアッシュを含んでなるガスから分離される。
The metal oxide particles and exhaust air enter the solids separation cyclone C3 after oxidation in the
熱いガスを、熱交換器E3及び電力生産用の水蒸気発生器において冷却される。一緒に運ばれた酸化物粒子は、バッグフィルターF3によって空気から分離され、酸化物サイロ4に再導入され、一方、空気は、排気ファンによって、煙突10を通って、大気中に戻される。
Hot gas is cooled in heat exchanger E3 and a steam generator for power production. The oxide particles carried together are separated from the air by the bag filter F3 and reintroduced into the
サイクロンにおいて抽出された固体粒子はサイホン11を通り、ここから、第1の部分は還元反応器2の下部に移動され、第2の部分は酸化反応器3の基底部に再循環され、第3の部分は、外部床12(空気入口ダクト9によって供給される空気によって流動化される流動化熱交換器が設置されている)に送給され、最終的に、酸化反応器3に再導入される。この交換器は、酸化反応器3における温度を制御する。
The solid particles extracted in the cyclone pass through the siphon 11, from which the first part is moved to the lower part of the
酸化反応器3における余剰金属酸化物粒子は、ダクト13を経由する酸化物サイクロン4からのものである。余剰酸化物粒子は、各反応器2及び3における消耗による損失を補い、これにより、確実に物質の移動及び固体の循環を行うために充分な酸化物を提供するように調整される。大きいフライアッシュ粒子又は凝集体は、定期的に、抽出ダクト14によって、酸化反応器の底部で抽出されて、回収サイロに送られる。
Excess metal oxide particles in the
既に述べたように、還元反応器サイクロンC2の出口とクラッキング容器1との間には、粒度分布ソーター6があり、金属酸化物粒子を還元反応器2に、触媒粒子をクラッキング反応器1に再注入する。
As already mentioned, there is a particle size distribution sorter 6 between the outlet of the reduction reactor cyclone C2 and the cracking
上記記載において、実質的に、酸素サポートが、触媒粒子(例えば、酸化ニッケルからなる)とは異なる金属酸化物粒子からなることを示した。この金属酸化物粒子としては、酸化鉄が含まれ、酸化マンガン、銅又はニッケルであってもよい。 In the above description, it has been shown that the oxygen support is substantially composed of metal oxide particles different from the catalyst particles (eg, composed of nickel oxide). The metal oxide particles include iron oxide, and may be manganese oxide, copper, or nickel.
本発明によれば、この酸素サポートは触媒粒子自体で形成されてもよい。この場合、粒度分布ソーター6は不要である。 According to the invention, this oxygen support may be formed by the catalyst particles themselves. In this case, the particle size distribution sorter 6 is unnecessary.
酸化物粒子が触媒粒子と異なるものである場合において、効果的に粒子を選別するため、これら粒子の粒度は、酸化物粒子と触媒粒子との間の平均直径の比が、2:1以上となるように選択される。例えば、酸化物粒子が平均直径約160μmを有し、触媒粒子が平均直径約60μmを有する。 In the case where the oxide particles are different from the catalyst particles, the particle size of these particles is such that the average diameter ratio between the oxide particles and the catalyst particles is 2: 1 or more in order to effectively select the particles. Selected to be. For example, the oxide particles have an average diameter of about 160 μm and the catalyst particles have an average diameter of about 60 μm.
粒度分布ソーター6は、入口ダクト8を介して供給される水蒸気によって流動化される循環流動床によって形成され、分別を行うための分離サイクロン6Bを具備している。当該サイクロン6Bの底部では、酸化物粒子が排出されて、還元反応器2の下方部に再注入される。サイクロン6Bの頂部から、触媒粒子が、特定の高さの上昇ダクト6C(負荷損が、クラッキング容器1と粒度分布ソーター6との間の圧力差を補償する)によって、クラッキング容器1に戻される。この移動は、ホッパー15を介して行われる。
The particle size distribution sorter 6 is formed by a circulating fluidized bed fluidized by steam supplied through the inlet duct 8, and includes a separation cyclone 6B for performing fractionation. At the bottom of the cyclone 6B, the oxide particles are discharged and reinjected into the lower part of the
次に、各反応器のサイクルについて詳述する。 Next, the cycle of each reactor will be described in detail.
石油系炭化水素及び触媒粒子をクラッキング容器1に導入する。分別石油カット及びコークスが付着した触媒粒子が得られ、この炭素を、還元反応器2において、可能であれば石油残渣にて除去する。
Petroleum hydrocarbons and catalyst particles are introduced into the cracking
還元反応器2は循環流動床であるため、この反応器における固体の内部循環及びサイクロンC2を介する再循環により、この反応器における増大された時間遅延が得られる。揮発性物質は、燃料の再加熱後、非常に迅速に消失し、酸素運搬属酸化物によって放出された酸素と反応して、付着した炭素との燃焼により続く部分燃焼を生じ、触媒粒子に付着したコークスの除去を行って、一方では、触媒粒子を再生し、他方では、追加の金属酸化物粒子の還元を行うことができる。
Since the
酸化物床の一部は、還元反応器2と結合されたサイクロンの下部に設置されたサイホン5の底部で取り出され、除去装置7(装置において、炭素に対するバリヤーを形成する)を使用して、フライアッシュに変換されなかった炭素残渣から精製され、ついで、酸化反応器3に再導入され、空気中の酸素によって酸化される。
Part of the oxide bed is taken off at the bottom of the siphon 5 installed at the bottom of the cyclone combined with the
炭素バリヤーのため、炭素残渣は酸化反応器3には移動しない。このようにして、炭素残渣は二酸化炭素からは生成されず、装置から二酸化炭素を捕捉する効力を低下させない。
Due to the carbon barrier, the carbon residue does not move to the
酸化反応器3からの酸素が少ない空気を熱交換器E3(実用的目的のため、複数個の交換器によって構成される)において冷却し、バッグフィルターF3においてダストを除去し、大気中に戻す。
The oxygen-reduced air from the
酸化反応器3に導入された後、再生された酸化物粒子は、還元反応器2に戻され、酸化反応器3から還元反応器2への酸素の輸送の新たなサイクルを開始する。還元反応器2に戻される酸化物の量は、流量制御バルブ(図示していない)によって制御される。
After being introduced into the
還元反応器2に結合されたサイクロンの下部に設置されたサイホン5にて取り出される酸化物床の他の部分は、一方では、還元反応器2から下方に導かれて、反応器2における固体の循環を維持し、他方では、粒度分布ソーター6に導かれ、再生された触媒粒子(クラッキング容器1に再注入される)及び残留酸化物粒子(還元反応器の基底部に再導入される)が分離される。
The other part of the oxide bed taken out by the siphon 5 installed in the lower part of the cyclone connected to the
上述のように、クラッキング触媒として、2つの反応器2及び3の間の酸素循環ループを確実に実行できる酸素サポートを使用できる。この場合、ソーター6によって行われる粒度分布選別を行う必要がないため、装置は簡素化される。
As mentioned above, an oxygen support that can reliably carry out the oxygen circulation loop between the two
Claims (10)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0554103 | 2005-12-27 | ||
FR0554103A FR2895413B1 (en) | 2005-12-27 | 2005-12-27 | PETROLEUM HYDROCARBON CONVERSION INSTALLATION WITH INTEGRATED COMBUSTION FACILITY COMPRISING CAPTURE OF CARBON DIOXIDE |
PCT/FR2006/051415 WO2007074304A1 (en) | 2005-12-27 | 2006-12-22 | Oil-derived hydrocarbon converter having an integrated combustion installation comprising carbon dioxide capture |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009521588A JP2009521588A (en) | 2009-06-04 |
JP4851538B2 true JP4851538B2 (en) | 2012-01-11 |
Family
ID=36973006
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2008548018A Expired - Fee Related JP4851538B2 (en) | 2005-12-27 | 2006-12-22 | Petroleum-based hydrocarbon converter with integrated combustion device including carbon dioxide trap |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8318101B2 (en) |
EP (1) | EP1969092A1 (en) |
JP (1) | JP4851538B2 (en) |
KR (1) | KR100996373B1 (en) |
CN (1) | CN101351530B (en) |
BR (1) | BRPI0621263A2 (en) |
CA (1) | CA2634129C (en) |
FR (1) | FR2895413B1 (en) |
RU (1) | RU2418843C2 (en) |
WO (1) | WO2007074304A1 (en) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2107302B1 (en) * | 2008-04-01 | 2014-05-14 | Alstom Technology Ltd | Process for using a facility for combusting carbonaceous materials and relating facility |
US8007681B2 (en) * | 2008-04-25 | 2011-08-30 | Shell Oil Company | Methods, compositions, and burner systems for reducing emissions of carbon dioxide gas into the atmosphere |
FR2936301B1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-09-10 | Inst Francais Du Petrole | OPTIMIZED CHEMICAL LOOP COMBUSTION METHOD AND DEVICE ON LIQUID HYDROCARBON LOADS |
FR2937119B1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-12-17 | Air Liquide | METHOD FOR GENERATING ENERGY AND CAPTURING CO 2 |
US20100281769A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-11-11 | Alstom Technology Ltd. | Hot solids process selectively operable based on the type of application that is involved |
EP2273192B1 (en) * | 2009-06-12 | 2013-05-22 | Alstom Technology Ltd | System for converting fuel material |
JP5549130B2 (en) * | 2009-07-07 | 2014-07-16 | 株式会社Ihi | Carbon dioxide recovery method and apparatus |
FR2948177B1 (en) * | 2009-07-16 | 2011-08-05 | Inst Francais Du Petrole | CHEMICAL LOOP COMBUSTION PROCESS WITH INDEPENDENT CONTROL OF SOLIDS CIRCULATION |
WO2011139272A1 (en) * | 2010-05-05 | 2011-11-10 | Shell Oil Company | Methods, compositions, and burner systems for reducing emissions of carbon dioxide gas into the atmosphere |
FR2960941B1 (en) * | 2010-06-02 | 2014-11-14 | Inst Francais Du Petrole | PARTICLE SEPARATION DEVICE FOR A CHEMICAL COMBUSTION LOOP |
EP2644994B1 (en) | 2012-03-30 | 2015-09-30 | Alstom Technology Ltd | Methods and apparatus for oxidation of unburnts |
US8911673B2 (en) | 2012-06-27 | 2014-12-16 | Uop Llc | Process and apparatus for distributing hydrocarbon feed to a catalyst stream |
US9005431B2 (en) | 2012-06-27 | 2015-04-14 | Uop Llc | Process and apparatus for distributing hydrocarbon feed to a catalyst stream |
RU2496579C1 (en) * | 2012-10-18 | 2013-10-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук | Method of preparing catalyst and method for catalytic fuel combustion in fluidised bed |
US9692069B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-27 | Ziet, Llc | Processes and systems for storing, distributing and dispatching energy on demand using and recycling carbon |
US9550680B2 (en) * | 2013-06-21 | 2017-01-24 | General Electric Technology Gmbh | Chemical looping integration with a carbon dioxide gas purification unit |
CN103486576A (en) * | 2013-09-25 | 2014-01-01 | 上海锅炉厂有限公司 | Chemical chain combustion device and method for three-reactor structure |
CN103894239B (en) * | 2014-03-13 | 2016-09-14 | 张家港市天源机械制造有限公司 | Catalyst regeneration device |
JP5780333B2 (en) * | 2014-04-04 | 2015-09-16 | 株式会社Ihi | Carbon dioxide recovery method and apparatus |
FR3022611B1 (en) * | 2014-06-19 | 2016-07-08 | Ifp Energies Now | METHOD AND INSTALLATION OF COMBUSTION BY OXYDO-REDUCTION IN CHEMICAL LOOP WITH CHECKING HEAT EXCHANGES |
US9790437B2 (en) * | 2014-10-09 | 2017-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated heavy liquid fuel coking with chemical looping concept |
EP3209939B1 (en) * | 2014-10-20 | 2020-07-29 | Jeffrey R. Hallowell | Combined catalytic converter and cyclonic separator for biofuel-fired furnace |
FR3029979B1 (en) * | 2014-12-12 | 2019-04-05 | IFP Energies Nouvelles | METHOD AND INSTALLATION OF COMBUSTION BY OXYDO-CHEMICAL LOOP REDUCTION OF A GAS HYDROCARBONATED LOAD WITH IN SITU CATALYTIC REFORMING OF THE LOAD |
US9765961B2 (en) * | 2015-03-17 | 2017-09-19 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical looping combustion process with multiple fuel reaction zones and gravity feed of oxidized particles |
ES2904509T3 (en) * | 2015-08-14 | 2022-04-05 | Orion Eng Carbons Gmbh | Methods and systems for removing particulate matter from a process exhaust gas stream |
CN112816359B (en) * | 2021-01-06 | 2022-07-15 | 西南石油大学 | Device and method for determining solid deposition amount of crude oil in solid-phase deposition oil reservoir |
FR3125441B1 (en) * | 2021-07-23 | 2023-07-14 | Ifp Energies Now | CLC process and installation with recovery of gaseous oxygen produced by an oxygen carrier |
CN113877371B (en) * | 2021-11-10 | 2023-04-25 | 中国石油大学(北京) | Catalytic cracking regeneration method for zero emission of carbon dioxide |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0723476B2 (en) * | 1989-04-03 | 1995-03-15 | アシュランド・オイル・インコーポレーテッド | How to convert the supply oil |
US20060130719A1 (en) * | 2003-01-16 | 2006-06-22 | Jean-Xavier Morin | Combustion installation with co2 recovery |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2508804A1 (en) | 1974-03-14 | 1975-09-18 | Standard Oil Co | METHOD OF CATALYTIC CRACKING OF HYDROCARBONS |
US4280898A (en) * | 1979-11-05 | 1981-07-28 | Standard Oil Company (Indiana) | Fluid catalytic cracking of heavy petroleum fractions |
US4542114A (en) * | 1982-08-03 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for the recovery and recycle of effluent gas from the regeneration of particulate matter with oxygen and carbon dioxide |
US4522704A (en) * | 1983-12-09 | 1985-06-11 | Exxon Research & Engineering Co. | Passivation of cracking catalysts |
US4623443A (en) * | 1984-02-07 | 1986-11-18 | Phillips Petroleum Company | Hydrocarbon conversion |
FR2625509B1 (en) | 1987-12-30 | 1990-06-22 | Total France | METHOD AND DEVICE FOR CONVERTING HYDROCARBONS INTO A FLUIDIZED BED |
FR2753453B1 (en) | 1996-09-18 | 1998-12-04 | Total Raffinage Distribution | PROCESS AND DEVICE FOR CATALYTIC CRACKING IN A FLUIDIZED BED OF A HYDROCARBON CHARGE, IMPLEMENTING AN IMPROVED CONTACT ZONE |
FR2811327B1 (en) | 2000-07-05 | 2002-10-25 | Total Raffinage Distribution | HYDROCARBON CRACKING PROCESS AND DEVICE IMPLEMENTING TWO SUCCESSIVE REACTIONAL CHAMBERS |
WO2005026070A1 (en) | 2001-02-12 | 2005-03-24 | Alstom (Switzerland) Ltd | Method of producing cement clinker and electricity |
US7347930B2 (en) | 2003-10-16 | 2008-03-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process for cracking hydrocarbon oils |
FR2871554A1 (en) * | 2004-06-11 | 2005-12-16 | Alstom Technology Ltd | METHOD FOR THE ENERGY CONVERSION OF SOLID FUELS MINIMIZING OXYGEN CONSUMPTION |
-
2005
- 2005-12-27 FR FR0554103A patent/FR2895413B1/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-12-22 CA CA2634129A patent/CA2634129C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-12-22 CN CN2006800495169A patent/CN101351530B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-12-22 RU RU2008130900/04A patent/RU2418843C2/en not_active IP Right Cessation
- 2006-12-22 EP EP06847204A patent/EP1969092A1/en not_active Withdrawn
- 2006-12-22 JP JP2008548018A patent/JP4851538B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-12-22 WO PCT/FR2006/051415 patent/WO2007074304A1/en active Application Filing
- 2006-12-22 KR KR1020087018338A patent/KR100996373B1/en not_active IP Right Cessation
- 2006-12-22 BR BRPI0621263-8A patent/BRPI0621263A2/en not_active Application Discontinuation
- 2006-12-22 US US12/086,659 patent/US8318101B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0723476B2 (en) * | 1989-04-03 | 1995-03-15 | アシュランド・オイル・インコーポレーテッド | How to convert the supply oil |
US20060130719A1 (en) * | 2003-01-16 | 2006-06-22 | Jean-Xavier Morin | Combustion installation with co2 recovery |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0621263A2 (en) | 2011-12-06 |
FR2895413B1 (en) | 2011-07-29 |
RU2008130900A (en) | 2010-02-10 |
US20100104482A1 (en) | 2010-04-29 |
KR20080080666A (en) | 2008-09-04 |
FR2895413A1 (en) | 2007-06-29 |
CN101351530A (en) | 2009-01-21 |
KR100996373B1 (en) | 2010-11-25 |
WO2007074304A1 (en) | 2007-07-05 |
RU2418843C2 (en) | 2011-05-20 |
JP2009521588A (en) | 2009-06-04 |
CA2634129C (en) | 2013-04-02 |
CA2634129A1 (en) | 2007-07-05 |
EP1969092A1 (en) | 2008-09-17 |
CN101351530B (en) | 2012-10-03 |
US8318101B2 (en) | 2012-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4851538B2 (en) | Petroleum-based hydrocarbon converter with integrated combustion device including carbon dioxide trap | |
RU2433341C1 (en) | Method to burn carbon-containing fuel using hard oxygen carrier | |
US7533620B2 (en) | Combustion installation with CO2 recovery | |
JP5496327B2 (en) | Fuel material conversion system | |
RU2598503C2 (en) | Chemical looping combustion method with removal of ash and fines in reduction area, and facility using such method | |
JP5766434B2 (en) | Fluid catalytic cracking process with reduced carbon dioxide emissions | |
KR20140101336A (en) | Chemical looping combustion method with the removal of ash and fines leaving the oxidation zone, and facility using such a method | |
JP2013543537A (en) | Fuel conversion device | |
JP2011521197A (en) | Process using carbonaceous material combustion equipment | |
ES2483723T3 (en) | Procedure to use a facility to burn carbonaceous materials and related installation | |
JP2003176486A (en) | Integrated circulating fluidized bed gasifying furnace | |
JPH0741777A (en) | Apparatus and process for removing sulfur chemical species from high-temperature gas obtained from coal | |
JP5403574B2 (en) | Gasification system using activated carbon extracted from a tar absorption tower. | |
JP2011105890A (en) | Circulating fluidized bed gasification reactor | |
Morin et al. | Combustion installation with CO 2 recovery | |
JPH10314536A (en) | High temperature dry desulfurization device | |
JP2811005B2 (en) | Method and apparatus for incineration and desulfurization in a circulating bed of a gaseous effluent containing incompletely combusted gas and SO2, SO3 and / or H2S | |
KR20210150544A (en) | Combustion ash treatment method and system, and petroleum fuel combustion plant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20110920 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20110921 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20111020 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20141028 Year of fee payment: 3 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |